基于井筒完整性分析的海上風(fēng)險井棄井技術(shù)研究*
——以錦州20-2南氣田為例

賈宗文

(中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028)

棄井是油氣井全壽命管理的最后一個重要環(huán)節(jié)，如果棄井方案不完善，就可能導(dǎo)致棄井井噴或油氣泄漏，對海洋環(huán)境帶來嚴(yán)重的影響。中國海油海上油氣井很大部分處于生產(chǎn)中后期，未來棄井工作量巨大，在經(jīng)歷長達(dá)20～30 a生產(chǎn)后，存在管柱腐蝕嚴(yán)重、井下情況復(fù)雜、井口帶壓等問題。據(jù)不完全統(tǒng)計，中國海油海上有超過100口井存在不同程度的環(huán)空帶壓問題，對于這些風(fēng)險井，由于其所處的環(huán)境條件限制，加之井筒條件差、環(huán)保及安全作業(yè)要求高，在其生產(chǎn)壽命結(jié)束永久性棄井過程中面臨諸多問題和挑戰(zhàn)[1-2]。為保障棄井長期的封堵有效性及安全性，滿足海洋環(huán)保要求，開展基于井筒完整性分析的永久性棄井研究尤為重要。

國外井筒完整性研究及管理工作開展較早，形成了一些管理辦法，如2004年挪威石油協(xié)會就發(fā)布了NORSK D-010《鉆井及井下作業(yè)井完整性準(zhǔn)則》[3]，2011年挪威石油協(xié)會又對D-010進(jìn)行了補充完善，發(fā)布了OLF117《井完整性指南》[4]；2006年美國石油協(xié)會發(fā)布了API RP90《海上油氣井環(huán)空壓力管理》[5]。國內(nèi)井完整性研究工作起步較晚[6-20]，但隨著近年來風(fēng)險井的增多，逐漸形成了一些指導(dǎo)文件。井完整性管理工作在井的全壽命周期中都發(fā)揮著至關(guān)重要的作用，可保障井?dāng)?shù)據(jù)信息的完整性，對井況分析、井口帶壓識別、壓井、封堵作業(yè)等均可提供重要指導(dǎo)意義。參考國內(nèi)外相關(guān)管理規(guī)定，基于井筒完整性的棄井技術(shù)，針對風(fēng)險井棄井建立了風(fēng)險井的安全高效壓井作業(yè)流程，形成棄井作業(yè)程序，保障了渤海錦州20-2南氣田永久性棄井作業(yè)順利實施，對海上風(fēng)險井永久性棄井作業(yè)具有重要借鑒意義。

1 基于井筒完整性分析的棄井原則

油氣井棄井之前，首先對目標(biāo)井開展棄井前井筒完整性評估作業(yè)，主要包括：①地層流體(油、氣、水)的來源；②地層孔隙壓力、地層破裂壓力；③地層溫度；④井流物組分及流體性質(zhì)(是否含有腐蝕性流體))；⑤井眼軌跡、井身結(jié)構(gòu)；⑥井筒屏障元件的可靠性；⑦套管外水泥環(huán)的封固質(zhì)量、有效封固長度等；⑧井口環(huán)空帶壓情況等。通過評估，認(rèn)清棄井的井筒狀況，有助于制定合理的補救措施及壓井起管柱、切割、封堵方案等。

依據(jù)井筒完整性管理中的井屏障理論[6-11]，棄井階段井屏障元件按照所處位置可分為外部屏障和內(nèi)部屏障：外部屏障主要為井原有的套管及水泥環(huán)部件；內(nèi)部屏障主要為井筒封堵用水泥塞、橋塞等部件。棄井原則上應(yīng)至少設(shè)置兩級內(nèi)部井屏障，一級屏障封堵油、氣、水層及其他滲透層，二級屏障考慮井極限工況的第二層防護(hù)或作為一級屏障備用，對于海上永久棄井，套管頭和采油樹等井口設(shè)備需要移除，并在井口設(shè)置屏障元件。

棄井前及棄井過程中按標(biāo)準(zhǔn)/規(guī)定的要求對屏障元件進(jìn)行驗證，對不能滿足要求的屏障元件，及時采取補救措施，以保障長期的有效封堵性。針對海上風(fēng)險井，采取基于井屏障理論的自下而上(儲層至海底泥線)、由外而內(nèi)(地層、水泥環(huán)、套管到套管內(nèi)橋塞、水泥塞)的棄井方式。

2 風(fēng)險井棄井前評估

2.1 氣田概況及棄井難點分析

錦州20-2南氣田位于渤海海域，水深15～20 m，儲層溫度和壓力較高，CO2含量較高，分壓范圍0.26～0.77 MPa；由于投產(chǎn)時間早，防腐措施不完善，管柱腐蝕嚴(yán)重，有4口井油套環(huán)空帶壓，且井1和井3的技術(shù)套管也帶壓，具體情況見表1。

表1 錦州20-2南氣田4口井油套帶壓情況

該氣田棄井過程中面臨諸多難點，主要包括：海上高風(fēng)險氣井永久棄井作業(yè)經(jīng)驗少；生產(chǎn)年限長，管柱腐蝕嚴(yán)重，油管可能斷裂或變形，無法使用傳統(tǒng)壓井技術(shù)，起管柱困難；長期生產(chǎn)后，地層壓力降低，采用傳統(tǒng)擠注壓井可能會壓漏生產(chǎn)套管管鞋，造成海洋污染或更大險情；井口帶壓嚴(yán)重，部分井油壓、生產(chǎn)套壓較高，甚至存在技術(shù)套管帶壓情況，壓井難度大；早期管理不完善，油氣水泥返高數(shù)據(jù)不全，為棄井封堵設(shè)計帶來較大困難。

2.2 棄井前井筒完整性評估

2.2.1原有井屏障

以錦州20-2南氣田井1為例，根據(jù)井身結(jié)構(gòu)、完井管柱、井口裝置等信息以及井的當(dāng)前狀況，進(jìn)行了完整性分析，識別該井棄井前原有的一級屏障和二級屏障(表2)，繪制該井棄井前的井屏障圖(圖1)。

1.3 覆蓋舊棚膜引起土壤板結(jié)地溫低，根系發(fā)育不良 果農(nóng)習(xí)慣把上年淘汰的舊膜鋪在冬棗樹行間，用來提高地溫和保墑。這些舊膜因為材料老化和吸附灰塵，透光率低于50%，不但起不到提高地溫的作用，反而使膜下地溫低于有太陽光直射的地塊，引起根系發(fā)育不良。鋪設(shè)地膜后，設(shè)施冬棗棚內(nèi)抹芽、棗吊摘心、環(huán)剝環(huán)割、疏棗等操作用工量大，田間踩踏頻繁，造成膜下土壤板結(jié)嚴(yán)重，吸收根死亡，根系發(fā)育不良，引起果實萎蔫。

表2 基于井史數(shù)據(jù)的錦州20-2南氣田井1完整性屏障元件驗證分析

圖1 錦州20-2南氣田井1的井屏障元件圖

2.2.2井口帶壓分析

腐蝕是造成該氣井屏障元件失效的主要原因，該氣田投產(chǎn)時間早，CO2含量較高，鉆井階段及投產(chǎn)初期防腐措施不完善，導(dǎo)致井內(nèi)生產(chǎn)管柱腐蝕嚴(yán)重；腐蝕性氣體進(jìn)入環(huán)空還會對套管及其他屏障元件造成腐蝕侵害，最終導(dǎo)致井筒完整性情況差，井口帶壓嚴(yán)重。

參考國內(nèi)外井口帶壓井的分析方法[12-16]，以錦州20-2南氣田井1為例，對井口帶壓情況進(jìn)行了分析。該井曾進(jìn)行壓井作業(yè)(圖2)，關(guān)井油壓10.9 MPa，A環(huán)空帶壓10.8 MPa，B環(huán)空帶壓2.8 MPa，C環(huán)空帶壓2.6 MPa。根據(jù)壓井?dāng)?shù)據(jù)得出如下認(rèn)識：①A環(huán)空最大帶壓約10.8 MPa，按照φ177.8 mm回接套管試壓值20 MPa，考慮A環(huán)空的最大允許井口工作壓力，A環(huán)空井口壓力未超過允許值；②隨著壓井液的連續(xù)注入，A環(huán)空壓力與油壓下降趨勢一致，最低降到油壓3.4 MPa，A環(huán)空壓力4.2 MPa，停止注入后開始緩慢回升，油壓、A環(huán)空壓力的回升趨勢也一致，判斷油管穿孔或封隔器退化泄漏，φ177.8 mm套管和油管連通，且泄漏量較大，說明原井筒一級屏障元件有失效或退化；③壓井過程中，B環(huán)空壓力和C環(huán)空壓力也有小的下降，分別降至2.6 MPa、2.55 MPa，停止注入一段時間后有小的壓力回升，判斷A/B環(huán)空、B/C環(huán)空可能存在小的滲漏，但未完全連通。

圖2 錦州20-2南氣田井1壓井施工曲線

基于以上分析，錦州20-2氣田井1各環(huán)空帶壓原因判斷如下：

1) A環(huán)空帶壓原因為油管腐蝕穿孔、油管掛密封失效、封隔器失效或尾管掛密封失效；

2) B環(huán)空帶壓原因為φ177.8 mm尾管回接管柱腐蝕、尾管掛密封失效、φ177.8 mm尾管固井封固失效或套管頭密封失效導(dǎo)致B環(huán)空帶壓；

3) C環(huán)空帶壓原因為φ244.5 mm套管腐蝕泄漏、尾管固井質(zhì)量差及尾管掛泄漏、套管頭密封失效。

由此可以得出，該井存在同一誘導(dǎo)因素導(dǎo)致多個環(huán)空套管帶壓的情況(圖3 )。

圖3 錦州20-2南氣田井1的油套帶壓分析示意圖

2.2.3井屏障元件可靠性預(yù)測

根據(jù)錦州20-2南氣田井1棄井前原井筒的完整性分析，預(yù)測該井原有兩級屏障元件可靠性見表3。

基于原有井筒的完整性分析，該井油套連通，一級屏障失效，二級屏障存在未驗證與退化或失效情況，根據(jù)《海上油氣井完整性要求》[17]，該井棄井作業(yè)風(fēng)險較高。

2.3 永久性棄井風(fēng)險識別及對策

根據(jù)錦州20-2南氣田井1分析，識別該井在永久性棄井中的風(fēng)險并制定了相應(yīng)對策，見表4。

表3 錦州20-2南氣田井1原有屏障元件可靠性預(yù)測

表4 錦州20-2南氣田井1棄井風(fēng)險識別及對策

3 基于完整性分析的棄井流程

3.1 基于完整性分析的風(fēng)險井壓井起管柱流程

針對目標(biāo)氣田風(fēng)險井，直接采用傳統(tǒng)擠壓井技術(shù)風(fēng)險高(壓漏地層或管柱二次傷害)。因此，結(jié)合錦州20-2南氣田井1的完整性分析，建立基于循環(huán)通道壓井技術(shù)的風(fēng)險井壓井起管柱流程如圖4所示。

對于井1，首先應(yīng)通井順暢建立油管內(nèi)通道，之前先置換法壓井，降低井口壓力，確保井口安全，然后開始連續(xù)油管洗壓井作業(yè)，期間時刻監(jiān)測井口壓力值變化，必要時可多次起下連續(xù)油管壓井，直至油套壓力為零，井被完全壓住為止，方可開展下一步棄井作業(yè)程序。

3.2 風(fēng)險井棄井作業(yè)流程

根據(jù)錦州20-2南氣田井1的完整性分析結(jié)果，結(jié)合《海洋棄井作業(yè)規(guī)范》[18]要求，最終建立該井棄井流程如圖5所示。

圖4 風(fēng)險井壓井起管柱系統(tǒng)流程

圖5 錦州20-2南氣田井1棄井流程示意圖

4 現(xiàn)場應(yīng)用

采用本文提出的油氣井完整性評估技術(shù)，結(jié)合錦州20-2南氣田井史資料分析及固井質(zhì)量測試等手段，確定原有井筒屏障元件的可靠性，以該氣田井1為例的可靠性驗證結(jié)果見表5。

由表5可以看出，井1油管腐蝕嚴(yán)重，無循環(huán)壓井通道的情況，采取置換法壓井和連續(xù)油管壓井結(jié)合的方式，多重壓井方式逐步推進(jìn)，釋放各層套管壓力，壓井實施效果良好；對固井質(zhì)量差的井段，采取射孔補擠注水泥方式進(jìn)行修復(fù)，保障管外有連續(xù)的有效水泥封固；對尾管掛可能存在泄漏/密封失效的情況，尾管掛以上環(huán)空射孔擠水泥封堵，并在尾管掛上下注水泥塞封堵，試壓合格；井1的尾管回接管柱腐蝕嚴(yán)重情況，對腐蝕回接管柱進(jìn)行切割回收，并對割口進(jìn)行水泥封堵。

根據(jù)建立的基于完整性分析的棄井技術(shù)，通過井口狀況分析、固井質(zhì)量測試、試壓等手段判斷/識別井筒完整性問題，通過擠水泥補救、切割、封堵等措施解決井筒完整性問題，最終形成棄井完整性屏障。錦州20-2南氣田井1永久性棄井井身結(jié)構(gòu)如圖6所示。該氣田4口風(fēng)險井棄井作業(yè)后井口無帶壓情況，井筒內(nèi)地層流體無泄漏出海面的通道，滿足棄井規(guī)范/標(biāo)準(zhǔn)要求，技術(shù)應(yīng)用效果明顯。

表5 錦州20-2南氣田井1屏障元件棄井實施過程實際驗證情況

圖6 錦州20-2南氣田井1永久性棄井井身結(jié)構(gòu)示意圖

5 結(jié)論

1) 根據(jù)國內(nèi)外井筒完整性管理規(guī)定，結(jié)合錦州20-2南氣田井1實際情況，通過自下而上、由外而內(nèi)的屏障元件分析，首次提出并建立了基于井筒完整性分析的海上風(fēng)險井永久性棄井技術(shù)，該技術(shù)包括井筒完整性評估、永久棄井風(fēng)險識別及對策、壓井起管柱流程及棄井作業(yè)流程。

2) 基于井筒完整性分析的海上風(fēng)險井永久性棄井技術(shù)在錦州20-2南氣田4口風(fēng)險井棄井作業(yè)中取得成功應(yīng)用，棄井作業(yè)后井口無帶壓、井筒內(nèi)地層流體無泄漏，滿足棄井規(guī)范/標(biāo)準(zhǔn)，可為海上油氣井棄井提供借鑒。